Продолжение табл. 4.3

Параметр	Рекомендуемое значение
Водопаровой тракт барабанных котлов
Энтальпия воды на выходе из первой ступени двухступенчатого кипящего экономайзера , кДж/кг	, – энтальпия воды на линии насыщения при давленииза экономайзером
Снижение энтальпии пара в регуляторах перегрева Δiрег, кДж/кг	65–68
Температура пара за ширмами , °C	≤ (480–485)
Приращение энтальпии пара в горячих ступенях пароперегревателя Δiг.с, кДж/кг	≤ (160–200)
*1 Рекомендуемые значения температур зависят от вида топлива и поверхности нагрева, находящейся за топкой. *2 Для котлов, работающих только на газе, по условиям работы ширм и конвективных поверхностей нагрева может быть допущена более высокая температура. *3 В числителе температура воздуха на входе в трубчатый воздухоподогреватель, в знаменателе – в регенеративный.

Количество воздуха, поступающее в воздушный тракт котла, отнесенное к теоретически необходимому определяется по формуле

,

(4.9)

где _т – коэффициент избытка воздуха в топке (см. табл. 1.4); Δ_т, Δ_пл, Δ_вп – присос воздуха в топку, систему пылеприготовления и воздухоподогреватель (см. табл. 1.5).

Таблица 4.4

Температура уходящих газов

Топливо	Рекомендуемые значения , °C, при температуре питательной воды tпв, °C
	150	215–235	265
	Содержание серы (для мазута), %
	до 1	1,1–2	2,1–3	> 3
Твердое топливо с приведенной влажностью, %/(1000 кДж/кг): сухое, < 0,7 влажное, =1–5 сильно влажное, > 5	110–120 120–130 130–140	120–130 140–150 160–170	130–140 150–160 170–180
Мазут	140	150	160	165
Газ без сернистых соединений	Не ниже 90

Таблица 4.5

Температура горячего воздуха на выходе из воздухоподогревателя

Топочное устройство	Система пылеприготовления	Топливо	tг.в, °C
Топки с твердым шлакоудалением	Замкнутая, с воздушной сушкой	Антрацитовый штыб (АШ)	450–470
		Тощий (Т)	420–450*1
		Прочие каменные угли	300–420*1
		Бурые угли, торф	350–400*2
		Сланцы	250–300
	Замкнутая, с газовой сушкой	Бурые угли	300–350*3
	Разомкнутая, с газовой сушкой	Для всех топлив	Не более 350
Топки с жидким шлакоудалением	Полуразомкнутая или разомкнутая, с подачей пыли горячим воздухом	АШ	450–470
		Т	400–450*1
Газомазутные топки	–	Газ, мазут	230–270
*1 Большие значения для окисленных углей 2-й группы и тощих 2Т. *2 При высоковлажном торфе ≥ 50% принимается tг.в = 400 °C. *3 Большие значения при высокой влажности топлива.

3. Рассчитывается теплота, вносимая в агрегат через форсунку при паровом распыливании жидкого топлива, определяется следующим образом, кДж/кг

,

(4.10)

где G_ф – расход пара на распыливание 1 кг мазута, кг/кг (G_ф = 0,30– –0,35 кг/кг); i_ф – энтальпия пара, подаваемого в форсунки кДж/кг (определяется из таблиц для водяного пара по его параметрам, кДж/кг).

4. Определяется (только при сжигании твердого топлива) потеря теплоты от механической неполноты горения, %

,

(4.11)

где a_шл+пр, a_ун – доли золы топлива в шлаке, провале и уносе, %; Г_шл+пр, Г_ун – содержание горючих в шлаке, провале и уносе, %.

Значения потери теплоты от механического недожога в зависимости от типа топочного устройства, вида топлива и шлакоудаления приводятся в нормативном методе теплового расчета котлов и в справочной литературе.

5. Определяется потеря теплоты с уходящими газами. Этот показатель определяется как разность энтальпий продуктов сгорания на выходе из последней поверхности нагрева и холодного воздуха, %

,

(4.12)

где I_ух – энтальпия уходящих газов при избытке воздуха _ух и температуре (определяется поI--таблице (см. табл. 1.3)), кДж/кг (кДж/м³); I_0.прс – энтальпия воздуха, присасываемого в газоходы котла, кДж/кг (кДж/м³).

Для определения потери теплоты с уходящими газами необходимо произвести выбор температуры уходящих газов (см. табл. 4.4). Выбор производится на основе технико-экономического расчета по условию оптимального использования топлива и расхода металла на хвостовые поверхности нагрева. Однако во избежание низкотемпературной коррозии при температурах металла, меньших температуры точки росы, приходится выбирать повышенные температуры уходящих газов по сравнению с экономически выгодной или принимать специальные меры по защите воздухоподогревателя.

Таблица 4.6

Потери тепла с недожогом (q₃ + q₄) в газомазутных котлах

№ п/п	Топливо	Суммарный недожог q3 + q4, % при нагрузках котла в процентах от номинальной
		D = 100	70 ≤ D < 100	D < 70
1	Мазут	0,10–0,15 (0,15–0,20)*	0,15–0,20 (0,20–0,25)*	0,30–0,40 (0,40–0,50)*
2	Природный газ	0,05–0,07	0,05–0,10	0,10–0,15
* Значения в скобках – для топок, не оборудованных газоплотными цельносварными экранами
Примечание: Для котлов производительностью < 45 кг/с (160 т/ч), величина суммарного недожога q3 + q4 может быть увеличена в 1,5–2 раза.

6. Определяется потеря теплоты от химической неполноты горения. Потеря теплоты q₃ обусловлена суммарной теплотой сгорания продуктов неполного горения, остающихся в уходящих газах, %

,

(4.13)

Потеря теплоты с химическим недожогом для пылеугольных топок с твердым и жидким шлакоудалением принимается равной q₃ = 0. Для слоевых топок с пневмомеханическими забрасывателями и цепными решетками обратного хода q₃ < 0,1, а для топок с пневмомеханическими забрасывателями и решеткой с поворотными колосниками, а также для топок с цепной решеткой прямого хода q₃ < 1,0. Для камерных топок газомазутных котлов значения этих потерь приведены в табл. 4.6.

7. Определяется потеря теплоты от наружного охлаждения. Потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке (q_5ном) для стационарных паровых котлов приведены в табл. 4.7, для водогрейных котлов – в табл. 4.8. При производительности котла, превышающей 250 кг/с (900 т/ч) принимается q_5ном = 0,2 %.

При нагрузках, отличающихся от номинальной более чем на 25 %, величина q₅ пересчитывается по формулам, %

;	(4.14)
,	(4.15)

где D_ном – номинальная нагрузка парогенератора, т/ч; D – расчетная нагрузка парогенератора, т/ч; N_ном – номинальная мощность водогрейного котла, МВт; N – расчетная мощность водогрейного котла, МВт.

Таблица 4.7